关于《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知》公开征求意见的公告（下称《通知》），拟

  综合考虑全省煤电机组固定成本、核价与近五年实际发电利用小时数差额等因素，建立容量补偿机制，补偿标准为90.3元/千瓦·年（含税）。条件具备时通过市场化方式形成容量电价。容量电价是指独立于电量市场之外的的激励补偿机制，机组以装机容量而非发电量为基准获得额外收益。容量电价类似于固定电话的“座机费”，以四川省的补偿机制计算，一台60万千瓦的火电机组，一年将获得容量补偿5400万元。

  在国际上，目前主流的容量电价机制包括稀缺定价机制、容量市场机制和容量成本补偿机制。

  “各煤电机组容量电费根据全省统一的容量补偿标准、自身装机容量计算。”《通知》明确，各煤电机组年容量电费=容量补偿标准×额定装机容量。

  国网四川省电力公司则将按月向统调公用煤电机组支付容量电费，即年容量电费月均值。国内关于建立煤电容量电价的呼声由来已久。

  从电力系统的整体转型看，随着可再次生产的能源装机占比提高，电网对灵活调节性资源的需求将陡增。由于中国目前并未建立充足的气电装机，灵活性改造后的煤电将承担一定的调峰调频作用，帮助新能源并网消纳并保障电力系统平稳运行。

  业内有较多声音认为，通过容量电价机制对煤电进行补偿，可收回煤电的部分固定投资成本，体现其提供辅助服务的价值，并激励其进行灵活性改造。

  尤其是从2020年末起，电煤价格居高不下，煤电企业亏损严重，对落地容量电价的呼声更甚。

  今年上半年，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。

  正会同有关方面就建立煤电机组容量补偿机制进行深入研究，以合理体现煤电支撑调节容量价值。

  据《中国证券报》9月14日援引知情人士报道，煤电容量电价改革政策有望年内出台，或于2024年1月1日起正式执行。

  10月16日，国务院印发《关于推动内蒙古高水平发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，其中提出探索开展蒙西电网电力容量市场交易试点，建立可再次生产的能源配套煤电项目容量补偿机制。

  据公开信息数据显示，截至目前，四川省是首个公开提出单独对煤电机组建立容量补偿机制的省份。

  尽管山东省和广东省此前也实行了电力市场容量补偿电价，但囊括了储能、风光或者燃气等机组，

  发电侧按机组有效容量分摊补偿。山东的有关政策明确，在山东容量市场运行前，对参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准为每千瓦时0.0991元（含税）。

  《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》，确立了国内首个针对煤电的容量调节市场。该措施不同于直接给予容量补偿费，主要是鼓励风、光企业自行购买煤电的系统调节服务。

  “四川是水电大省，火电生存较为困难，容量支撑政策就很重要。”针对四川发布的征求意见稿，一位电力业内专家对界面新闻表示。

  限电，并波及了部分居民用电。今年四川电力供应形势明显好于去年，但仍出现了短期限电的情况。近日，中电联主办《中国电力企业管理》杂志社连刊多文提及煤电容量电价政策。其中10月18日题为《煤电容量保障性政策出台时机已成熟》一文指出，今年以来，电煤到厂价格持续走低，价格中枢有望保持在良好区间运行。“近期出台煤电容量电价政策，能轻松实现在改革的同时保证电价水平处于合理区间，虽然政策的出台会造成煤价下降的红利无法全部流向用户侧，但它的本质是以经济激励的方式来提升顶峰保供能力。”该文称。

  统调公用煤电机组，名单中包括国家能源集团和华电集团等公司下属的电厂，累计24台机组。据《中国证券报》此前报道，目前全国煤电机组经营期间每年固定成本支出约为每千瓦330元。

  90.3元/千瓦·年的补偿标准，约占到成本比例的27.4%。这一数额或许并不足够。据华泰证券研报测算，容量电价补偿需要在325-382元/千瓦，才能保障煤电从发电向调峰转型后，也有6%-7%的合理盈利。容量电价政策还会影响到可再次生产的能源。如四川省《通知》就明确表示，

  适时推进省内未按规定配置储能的风电、光伏等不具备调节性能电源购买煤电机组容量机制。

  在容量电费分摊方面，《通知》指出，煤电机组容量电费原则上全部作为系统运行费，由全省工商业用户按用电量等比例分摊。根据四川电网工商业电量规模，系统运行费标准为4.2厘/千瓦时。

  这意味着煤电容量补偿费用将传导至工商业用户。今年5月15日，国家发改委印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》

  国泰君安证券分析称，各省下游参与市场化交易的电力用户对容量补偿电价的承受上限在0.06-0.14元/千瓦时区间。该水平下，大部分省份可承受可以覆盖煤电机组固定成本的容量补偿价格。

  不过，也有业内人士告诉界面新闻，国家给煤电提供了容量补偿费，也有一定可能会给新型储能提供一些补贴空间，但并不清楚会如何实施。

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